[作者简介] 王杰,男,工程师,2006年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业,主要从事现代试井资料解释及综合应用研究
工作。
存在井筒积液气井试井问题处理方法
王 杰 于伟杰 韩凤蕊 李弘博
(中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院 山东东营257015)
摘要 井筒积液对气井井底产生一个附加压力,使试井测试资料出现异常,给气井试井资料解释带来三个难题,即地层压力计算困难、压力恢复曲线异常和产能方程异常。针对这些问题的形成原因和机理进行研究,分析其影响规律,对问题的处理方法进行分析探讨,得到了应对气井井筒积液的有效方法。用典型实例进行分析,验证了方法的实用性。
关键词 气井 试井解释 井筒积液 资料异常
0 引 言
井筒积液问题在气水同产井和凝析气井中比较常见,气水同产井地层产水,凝析气井相态分离井筒内会有液体析出。井筒内的液体主要呈以下三种分布状态:?气流量大于井筒携液临界流量,气井以雾状流的形式传送与气体伴生的水或凝析油;ò气流量小于井筒携液临界流量,井筒内有部分水或凝析油不能被全部带走;ó关井状态,井筒内气、水或凝析油相态分离[1]
。
有井筒积液的气井,井筒积液效应对井底产生一个附加压力,这种附加压力影响了实测井底压力,使测试资料出现异常,给气井试井资料解释带来很大的困难[2]。井筒积液主要给气井试井解释带来三个难题,即地层压力计算困难、压力恢复曲线异常和产能方程异常。针对井筒积液给气井试井解释带来的三个难题,对问题的形成原因和机理进行研究,分析其影响规律,针对问题的处理方法进行分析探讨,得到了应对气井井筒积液的有效方法。
1 地层压力计算问题
当压力计未能下到气层中部时,井筒内的积液给地层压力计算带来困难。开井状态下,当气流量大于井筒携液临界流量时,气井以雾状流的形式传送与气体伴生的水或凝析油(见图1(?))。
井底流压为压力计实测压力与压力计以下井流物所产生的压差之和,即
p wf =p 实测+G D h (1)
式中:p wf )))井底流压,kPa;
p 实测)))实测压力,kPa;
G D )))井筒内的压力梯度,kPa P 100m;h )))压力计与地层中部的距离,m 。开井状态下,当气流量小于井筒携液临界流量时,井筒内有部分水或凝析油不能被全部带走(见图1(ò))。由于压力计在井筒积液以上,不能确定井筒
积液的高度和密度。压力计测得的压力梯度只代表压力计以上井筒内压力的变化,用实测压力梯度进行地层压力折算势必带来较大的误差。
关井状态下,井筒内液体发生重力分离(见图1(ó))。当压力计处在井筒积液液面以上时,由于不能确定压力计以下各相的液面高度和密度,因此无法进行地层压力折算。只有当压力计处在井筒内最
2011年12月油 气 井 测 试第20卷 第6期
底层的液相液面以下时,才能根据最底层的液相密度折算井底静压。
p wf =p 实测+Q gh (2)
式中:p wf )))井底静压,kPa;
p 实测)))实测压力,kPa;Q )))最底层的液相密度,g P cm 3
;h )))压力计与地层中部的距离,m;g )))重力加速度(取值9.8),N P kg 。
2 压力恢复曲线异常
在凝析气井或产水气井关井恢复早期段,由于井筒中发生了相态或重力分离,引起相的重新分布[3,4]
。压力计深度处的压力发生改变,当这种压力改变的影响超过地层压力恢复的影响时,气井压力恢复测试数据早期段容易受到井筒积液的影响,导致压力恢复曲线早期出现/驼峰0等各种异常的形状[5]
。测试资料异常对曲线拟合及参数求取有较大的影响,变形严重的测试曲线甚至无法进行有效的典型曲线拟合分析解释。
针对井筒积液带来的压力恢复曲线异常问题,可以采取以下措施:
(1)如果气井压力恢复曲线/驼峰0段影响比较小,不影响渗透率等主要地层参数的求取,在试井解释过程中可以忽略该段的影响,即让/驼峰0影响段不参与典型曲线拟合。
Y211井试井测试压力恢复双对数曲线存在明显的/驼峰0(见图2)
。
由图2可以看出,/驼峰0段只影响双对数曲线早期段,影响段比较小。由于用压力折算等方法对测试数据进行处理,处理方法比较复杂,受人为因素较多,不能保证处理后的数据完全代表地层压力情
况。因此,在不影响主要地层参数求取的条件下,该井在试井解释过程中忽略了该/驼峰0段的影响,典型曲线拟合情况比较理想。
(2)当曲线异常影响到主要地层参数分析结果
甚至无法进行试井分析时,为了得到想要的试井分析结果并保证结果的准确性,试井解释前应首先对测试数据进行处理。用分段压力折算法对测试数据进行处理简便易行,具体折算方法是:将/驼峰0结束点之前的压力数据用流压梯度进行折算,/驼峰0结束点之后的压力数据用静压梯度折算
[6]
。
ZX165井试井测试压力恢复双对数曲线异常严重,无法进行典型曲线拟合分析。通过用分段压力折算方法对测试曲线进行处理,处理后压力恢复双对数曲线得到明显的改善,可以进行曲线拟合分析(见图3)
。
(3)将压力计下到尽可能接近气层中部,压力恢复测试资料中的/驼峰0会变小或消失。
YG103井筒存在积液,将压力计下到不同深度,先后两次对该井进行了压力恢复测试。从测试曲线对比图可以看出(见图4),压力计下深2800m,关井初期压力恢复曲线存在明显的/驼峰0,将压力计下深增至3000m,测试曲线/驼峰0基本消失。
34 油气井测试 2011年12月
3 产能方程异常
对于一口存在井底积液的气井,在小油嘴、低产气量时,井底积液不容易被带出,而压力计又未能下到气层部位,造成生产压差不准,出现指数式产能方程n >1(n 为湍流指数),或二项式产能方程B <0的情况
[7,8]
(见图5)
。
按照指数式方程原有的定义。当n =0.5时,表明地层中的流动基本为湍流;当n =1时,表明地层中的流动为层流;一般情况下,0.1
由于测试井井底积液,产生回压$p 1,平衡了部分井底流压,使实测的生产压差值(p R -p wf 1-$p 1)偏大,而在大油嘴、高产气量生产时,积水被排出,此时的实测生产压差(p R -p wf 2-$p 2)相对来说偏差较少,或者基本没有偏差(当积水被完全排除,$p 2=0时)。由于上述原因,即有可能出现n >1或B <0的异常情况。
通过对产能方程异常原因分析可以看到,要想解决井筒积液给产能测试带来的问题,可以采取以下措施:1如果积水是作业过程中遗留的,可以先启用高产气量开井,或用气举方法把积水排除,再进行
产能测试;o测试时把压力计下到主力生产层部位;?尽量用大油嘴进行产能测试,防止小油嘴生产,井底积液不能被全部带出。
Y211井产能测试分别用3mm 、4mm 、5mm 、6mm 油嘴生产进行测试。该井储层中部深度1839m,压力计下深1800.00m,地层为气水同产层,3mm 油嘴日产水13m 3
。静压梯度测试得到关井状态下井筒内气水界面深度为1777m 。产能测试数据回归发现指数式产能方程n = 1.39,二项式产能方程B <0,产能方程没有意义。针对本井的实际情况,分析认为产能方程异常情况是由于该井3mm 油嘴生产时,产气量较低,井底积液没有被完全带出引起的。删除产气量较小的3mm 油嘴数据,用4m m 、5mm 、6mm 油嘴数据进行产能分析,得到正确合理的分析结果。
指数式产能方程为
q g =29.2027(7R -7wf )
0.91
(3)二项式产能方程为
7R -7wf =0.6742+ 5.939@10-8q 2
g (4)
式中:q g )))地面标准条件气产量,m 3
P d;
7)))拟压力,MMPa 2
P mPa #s 。
4 结论和认识
(1)引起气井测试资料异常因素较多,应该根据
35
第20卷 第6期王杰等:存在井筒积液气井试井问题处理方法
井的动、静态数据,综合分析测试资料异常是否由井筒积液引起的,然后分析异常问题的形成原因和机理,找到合理有效的应对方法。
(2)根据测试要求和试井目的来选择对异常测试资料的处理方法,过于复杂的资料处理过程往往会降低资料的准确度。
(3)对于存在井筒积液的气井,制定合理可行的试井测试方案,可以有效地降低井筒积液对测试资料的影响,特别应该注意压力计下深,产能测试油嘴选择等对测试资料的影响。
参 考 文 献
[1]傅玉,黄全华,陈家晓.考虑井筒积液的凝析气井试井分
析[J].油气井测试,2008,17(1):1-4.
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的新认识[J].油气井测试,2010,19(1):28-30.
[4]韩红梅,周波,王景.重力分离现象对压力恢复试井资料
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[5]蒋裕强,李成勇,曹成惠,等.高产气井试井压力资料异
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[6]白秋燕,田新建,张琴.多相流/驼峰0压力恢复资料的分
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[7]郑威,刘曰武,吴利华,等.凝析气井异常产能试井资料
分析新方法[J].油气井测试,2008,17(3):1-4.
[8]王坤,陈明强,曹宝格,等.气井系统试井异常资料分析
及处理方法[J].油气井测试,2008,17(4):29-31.
本文收稿日期:2011-03-29 编辑:穆立婷
(上接32页)
古XX 井,施工简况:层位P,层号16、15、14,井段1797.0~1759.6m,厚度7.2m 。各层测井解释均为油水同层。图6
为该井压后间喷求产曲线。
该层压后间喷,采用10mm 油嘴,开井60min,关井60min 的工作制度进行关放排液,井底流压稳定,在平均流压16.54MPa P 1791.33m 下,获得稳定日产油5.28t,日产水14.2m 3
,产微量气(无法进行测气和计量),搞清了油井产能及流体性质。
2 结论及建议
(1)具备系统试气条件的井,依据标准,按照4个工作制度,采用不同油嘴(从小到大)进行系统试井。
(2)井口压力较低、但产量和压力较稳定的井,可以采用一个油嘴,进行试气求产。若测、录井解释为油气同层或者气分析结果轻烃组分百分比较低,
重烃含量较多时,可在关井恢复后再放大油嘴进行求产,落实储层是否有油产出。
(3)井口压力下降较快、产量和压力均不稳定的井,可以采用一个较大的油嘴,长时间进行试油(气)求产,直到油气产量下降幅度在5%左右时结束试油(气)工作,确保产量和压力相对稳定,试油(气)资料有参考价值。
(4)油气比较高的井可选用合适油嘴(由小到大)采用关放方法进行试油(气)。
(5)在实际应用中,应根据待试层的实际情况;即区域储层特征、测录井解释资料、邻井已有的试油(气)资料等,先进行产能预测,同时结合施工过程中
的具体情况,选择合理的试油(气)方法,以便取得准确、全面、高质量的试油(气)资料,并对准确评价中浅层油气井、搞清地层流体性质及产能提供依据。
本文收稿日期:2010-10-14 编辑:方志慧
Through theoretical analysis,because of influences of various factors of the formation,the production interpretation and evaluation can not be conducted for production of gas or water wells and bottom-hole pressure data being taken on condition of flowing state not yet reached steady state flow,while someti mes reverse curve being occurred on the binomial production curve.According to the unstable situation of tested yield or bottom-hole pressure,considering i t to be well tes ting of changing producti on,and using the pressure function theoretically to derive the re-verse correction for binomial curve,the actual capacity testing data is analyzed to produce curve inversion of gas capacity in gas well.By theo-retical derivation,the corrected curve is not only consistent wi th production capacity of the law,but also reflects the similar actual production equation,which has an important sense for the gas reservoir development.
Key words:gas well,binomial capaci ty curve,correction,output,pressure
#Evaluation&Application#
The C haractristics and Influential Factors of C hang81Reservior in Luo1Well Field of JiYuan Oilfield.2011,20(6):20~23
Jiang Tao,Zhu Yushuang(Northwest Unive rsity State Key Labor a tory o f Continental Dynamics),J iang Tao,Zhu Yushuang(Depaetment o f Geology,Northwest Unive rsity),Yang Kewen,Zhou Shuxun,Wang Xiu juan(Oil f ield Evaluation Department,Changqing Oil field Company) Analysis the characteristics and the i nfluencing factors of Chang81reservoir of Luo1well field in Ji yuan oilfield deeply by a comprehensive ana-l ysis of coring,logging,well logging data,and lots of test data like cast sections,scanning electron microscopy,capillary mercury penetration etc.to provide the theoretical basis for the oilfield.s next step development.
Key words:Jiyuan oilfield,reservoir,pore structure,influential factors
Application of Numerical Well Testing Interpretation Techniques in the Complex Well.2011,20(6):24~25
Lei Tin g,Guan Zhenlian g(China Unive rsity o f Geosciences(Wuhan)),H e Zhongqing(Oil Testing and Recovering Branch Company, Daqin g Oil field Co.,Ltd.)
Numerical well test,as a new technology,gets more and more attention.By well test interpretation for two complex wells in Daqing oilfield, numerical well test and conventional technology are compared and analyzed,that shows it has a natural advan tage in dealing with complex flow model and the complex conditions of formation.Being the main development direction of well testing technology in recent years,numerical well test has a good prospect.
Key words:numerical well tes ting,well test in terpretation,nu merical si mulation
Application of the F itting in the Whole History Pressure in Modern Well Test Interpretation.2011,20(6):26~27,30
Wang Yue jie,Zhang Hong y ou,Ma Kuiqian,Wang Feiqion g,He Fen(Tian j in Branch,C NOOC(China)Co.,Ltd.)
In the modern interpretation of well test,problem of mult-i solution to interp retation model is frequently encountered.For different reservoir types,boundary type,and sometimes the pressure on the performance of similar characteristics,in particular,determi ning the nature of the border,it is di fficult to select the correct type of boundary.By using method of the fi tting in the whole history pressure and determining the type of boundary of the deep sea oil fields A9lacustrine carbonate reservoir wells,good results are achieved.
Key words:pressure history,modern well test interpretati on,mult-i solution,closed borders,constant pressure boundary
Analysis and Evaluation of C hang36Well Testing Data.2011,20(6):28~30
Liu Huamin g(Changchun Oil Production Plan t,J ilin Oil f ield Company)
By analyzing fluid nature of Chang36well,it indicates that the well is the gas condensate reservoir contai ning high condensate oil,produced natural gas of that is mainly of methane,crude oil of that is non-sulfur.Through the evaluati on of pressure recovery curve,the log-log curves occurs radial flows,and the big peak value of the transi tion section indicates that a degree of the pollution is exists.But it gradually reduced wi th the open wells.By using stable point binomial equation to determine the IPR curve and open flow,it provides the basis for the rational a-l location of production.T he analysis of this well provides a reference and guidance for the same wells.
Key words:condensate gas well,fluid properties,production,well testi ng,well test interpretation
Discuss on Oil(Gas)Testing Method for Middle or Shallow Depth of Oil Produced Well.2011,20(6):31~32,36
Liu Jie(Oil Testing and Recovering Branch Company,Daqing Oil f ield Co.,Ltd.)
By analyzing the cons truction of examples,methods of middle or shallow depth of oil produced wells under di fferent well condi tions are dis-cussed.B y analysis of different methods and that.s effects,tes ting problems are solved and the wells producing capacities are acquired at the most degree which provides a reference for studying the oil(gas)testing method for middle or shallow depth of oil produced wells.
Key words:middle or shallow layer,producing gas well,oil(gas)testing method
Handling Method to Gas Well Testing Problems Existing Borehole Fluid.2011,20(6):33~36
Wang Jie,Yu Wei jie,H an Fengrui,Li H ongbo(Geological Scienti f ic Research Institute,Shen gli Oil field)
Wel-l bore fluid produces an addi tional pressure to the bottom of the gas well,which results in testing data to be abnormal and brings three problems for data interpretation of gas well testing,that are calculating the formation pressure is difficulties,the pressure recovery curve is ab-normal and productivity equation is abnormal.By s tudying on causes and mechanisms of these problems,the influenced law is analyzed,the approaches to the p roblems are discussed,and an effective way to solve as wel-l bore fluid has been gained.Analysis wi th a typical example, verifies the practicality of the method.
Key words:gas well,well tes t interpretation,wel-l bore fluid,abnormal data
Influence Across the Mezzanine Level on the Development Effect of Fracturing for Horizontal Well.2011,20(6):37~39
Wu J unlai,Liu Yuetian(China Petr oleum University,Ministry o f Education,State Key Laboratory o f Engineerin g)
Thin reservoir outside of Daqing belongs to sand depositional sys tem of the front seats of the triangle,mainly in terbedded sand and mud deposi t-ed large blocks of develop mental differences across the mezzanine,there are significant regional,coupled with the local development of oi-l wa-ter layer,resulting in a great development di fference after putting into effect by fracturing for horizontal wells.Based on analysis of developin g characteristics of the mezzanine to the target area,influence of the every developmen t sandwich to seam of fracturing for horizontal well is re-searched,the geological model is established and effects are analyzed by numerical si mulation.Studies show that,on the one hand,across the lami nated severely res tricted the reservoir vertical permeability,fracture sti mulation is the essence of communication between the vertical per-meability layer,to achieve oil layer from the.thin.to.thick.;the other hand,the existence of oi-l water layer block or water layer,the use of fracturing to control high seam point,the blocking effect to natural water level of every sandwich is conducive to the developmen t of fractured horizontal wells.
胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别 摘要 胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。 主题词 浅层气藏 井筒积液 形成机理 预测与识别 胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2～5m 3 /d ），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。 1 根据临界流量预测井底积液 边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m 3 (标)/m 3 ，适合采用高气液比携液临界产量模型。 1.1模型建立 通常现场采用的气井携液临界流速的公式为 5.025.025.0/)( 6.6g g l g V ρρρσ-= (1) 式中：g V 为携液临界流速，s m /；σ为液滴表面张力，m N /；l ρ为液滴密度，3/m kg ； g ρ为气体密度，3/m kg 。 在模型（1）的推导过程中，气体的雷诺数范围假设为5410210?< 气井井筒积液处理方法汇总 摘要：井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素，如不及时发现和排除，气井有可能因积液严重而水淹。目前油田正在推广使用的各种典型排水采气技术主要有优选管柱排液、气举排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等。现场需根据单井实际情况，选择适合的排液术，避免水淹提高采收率。 关键词：凝析气藏、井筒积液、排水采气技术、采收率； 前言 凝析气藏气井积液的危害主要表现在以下几方面：①气井积液或底水锥进，对气井产生分割，形成死气区，使最终采收率降低，一般纯气驱气藏最终采收率可达90％以上，水驱气藏采收率仅为40％～50％，气藏因气水两相流动和低渗透区的水封隔作用而难以采出，一次开采的平均采收率在40％以下；②气井产水后，降低了气相渗透率，使气层受到伤害，渗流过程中压力损失增大，产气量迅速下降，提前进入递减期；③气井积液后，油管柱内形成两相流动，压力损失增大，气藏的能量损失也增大，导致气井由于自喷带水采气，并逐渐恶化转为间接生产，最后因积液严重而水淹。因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。 1.井筒积液的原因分析 气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。凝析液积液对气井生产影响较地层液积液大，在纯气井出现凝析液积液的初期，地层压力相对较高的情况下，积液达到一定程度后气井可以靠自身能量带出积液。 2.常用排液采气技术 2.1泡沫排液采气 泡沫排液技术是通过向井底注入降低气液界面张力的起泡剂，它与水混合在气流搅动下形成低密度的泡沫，易被气流带至井口。起泡剂有降低界面张力，使气液两相更易分散混合、降阻等作用，它的注入有利于气液两相垂管流态的转变、减少滑脱损失，以达到减少井内积 龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/d61099955.html, 气井积液情况分析 作者：文菁菁唐瑜罗兰婷罗西 来源：《科技创新导报》2015年第11期 摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着 边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。 关键词：积液带液排液采气储量 中图分类号：TE375 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）04（b）-0234-01 1 气井生产情况 X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。 2 气井带液能力分析 2.1 气井压力梯度 许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为 5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。 2.2 气井临界携液流量 为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。推导 出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。 在气井生产过程中，井筒积液会增加气井的回压，限制气井的产能，尤其对于低压气井，井筒积液过多会导致气井完全停喷，从而影响气藏的采收率。李闽、Ｔｕｒｎｅｒ等研究从气井携液临界流量入手来判断气井积液；ＧＵＯ、赵先进等研究用确定动能因子的下限值来判断气井积液。本文利用井筒典型症状法并结合动能因子来判断气井积液。气井生产时通常会产出一些液体，这些液体主要来源于气态烃类的凝析作用（凝析液）、地层中储集层的地层水或层间水。当气井中的积液未导致气井停喷时，气井中液体通常是以液滴的形式分布在气相中，流动总是在雾状流范围内，气体是连续相而液体是非连续相流动。当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续流出井口时，就会在气井井底形成积液。通过研究发现气井井筒积液时有着典型的症状，诸如：产量突然下降、井口出现液体段塞、井筒压力梯度变化大、产液量降低、油套压波动大、油套压差大、环空液面上升等。通过对气井的多项生产数据指标的监测可以达到提早识别井筒积液的目 的。动能因子反映气水两相在油管内的流动特征。依据ＧＵＯ、赵先进、刘志森等的研究，气井积液的关键控制因素是井底条件。动能因子Ｆ计算公式为： （１） 从动能因子关系式中看出，当工作制度不变时，日产气量越大，井底流压越小，动能因子就越大，携液能力也就越强。“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据进行的气井积液判断，动能因子是从井底进行气井积液判断，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确的判断气井积液。以ＤＫ１３井区的４５－１井为例。该井井深２８７０．３ｍ，于２００６年９ 月投产，至２００９年６月３０日累积产气６１０．７８５２×１０ｍ，累积产水 １０５．８８ｍ，用图１、图２描述４５－１井生产动态。 由图１可看出，随着油嘴直径的增大，前期的产量随之增加，但到了后期却反而下降，这说明气井后期可能积液了。图１中２００６年１２月７日，日产水量１．１６ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，１２月８日到１２月１３日日产水量降为０．３９ｍ／ｄ，这之后日产水量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ；２００７年２月６日，日产水量３．３９ｍ／ｄ是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采出的，当措施过后，日产水 量再降为０．０８￣０．０９ｍ／ｄ。这种迹象也表明气井可能积液。 在４５－１井生产期间共对其进行了四次流压及井筒压力梯度测试，测试结果显示均积液，这验证了上述分析的正确性。测试数据如表１所示。 由图２可看出，４５－１井在生产过程中的油压波动较大，油套压差 平均３．５ＭＰａ，最大的达到７．９ＭＰａ。表１中的油套压差是在气井不同程度积液后测得，其平均值为３．７ＭＰａ，而气井刚积液时的油套压差要小于该值。综合以上分析可知，４５－１井在整个生产过程中均不同程度积液。现利用公式（１）计算４５－１井整个生产过程的动能因子，其动能因子范围为２．５６￣９．１５，４５－１井的部分计算的动能因子如表２所示。这跟赵先进等研究的积液判断标准相符，也证实了前面的分析是正确的。 通过上述实例可看出，利用“井筒积液典型症状”可以快速有效地判断气井井筒积液，再利用动能因子可以进一步验正气井是否积液，这两种方法可以相互补充。（１）用“井筒积液典型症状”预测气井是否积液时，要综合分析产气（液）量的变化、油（套）压的波动及油套压差值的大小等几方面。该方法是从气井的表现症状去判断气井是否积液，用到的压力及油套压差数据值受压力计的计量精确度影响，此方法具有一定的适用性。 （２）“井筒积液典型症状”预测法是依据地面的生产数据，从现象上判断气井是否积液；动能因子是从理论上判断气井是否积液，所以把“井筒积液典型症状”预测法和动能因子结合起来可以更加准确地判断气井积液。 ［１］ ［２］ ［３］ ［４］ ［５］ ［４］ ［５］［６］４３ ３３ ３ ３３３ １ 方法与原理 ２ 实例应用 ３ 结论 参考文献 式中：－动能因子；－日产气量，ｍ?ｄ；ｍ?ｓ；；－天然气相对密度，无因 次； －井底条件下天然气偏差系数，无因次；－井底气流温度，Ｋ；－井底流动压力，ＭＰａ；－油管直径，ｍ。 图１ＤＫ３０井区４５－１井日产气（水）量与工作制度 表１ＤＫ３０井区４５－１井流压及井筒压力梯度测试数据 表２ＤＫ３０井区４５－１井部分计算的动能因子 ３－１－１（转１５４页） “井筒积液典型症状”法判断气井积液 张贱荣 贾保奎 罗迪 ① ② ① （西南石油大学石油工程学院②中国石油长庆油田第五采油厂冯地坑采油作业区） ①摘要关键词气井井筒积液时一般会降低气井产能，从而影响气藏的采收率。于是在气井生产中气井井筒积液值得关注，预测和判断气井积液就变得非常重要。研究发现气井井筒积液时常伴随产量突然下降、油套压波动大、油套压差大、井筒压力梯度变化大等典型症状。依据气井生产动态资料，通过井筒积液典型症状法预测和判断气井积液，并结合动能因子，得出井筒积液典型症状法具有一定的适用性。 井筒积液典型症状动能因子气井图２ ＤＫ３０井区４５－１井油、套压及油套压差 天然气井井筒积液判识技术研究 发表时间：2018-08-10T15:32:40.233Z 来源：《科技中国》2018年4期作者：安峰韩智伊陈庆军郑杰李广利[导读] 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入， 摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。尤其是随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。因此，及时对天然气井井筒积液进行判识并采取针对的应对措施非常关键，本文就天然气井井筒积液常用的相关判识技术进行了研究。 关键词：天然气井井筒积液判识技术 1 前言 苏里格气田采取低成本开发战略，气井井筒内压裂管柱与生产管柱一体化，且投产前投放井下节流器进行节流生产，地面采用井间串接、井口湿气计量的集输工艺。特殊的井筒和地面工艺决定了排水采气工艺的难度，单井井口不能定量计量产水量，气井积液、产水情况不能快速准确识别。随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。气井积液判识，已经成为能否针对有效实施排水采气的关键环节。结合积液井生产特征及近几年开展的气井积液判识研究，形成了气井定性判断积液状况和定量确定井筒积液判识技术。 2气井积液判识研究 2.1定性判断一直观法 日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，对于低产气井，积液的征兆是出现套压升高；高产井则呈现套压降低，日常生产中，常用以下几种方法直观判断气井积液情况。 （1）采气曲线法：套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。 （2）油套压差法：根据关井后套压与油压之差，来判断气井井筒是否有积液存在。 （3）采气曲线法：生产期间，套压连续10天不变或上升，且产气量下降，总下降幅度超过20％，判断为产生积液。 （4）采气曲线法：生产期间，套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势。套压、产气量波动幅度超过20％，两个周期后，判断为产生积液。 （5）采气曲线法：生产期间，24dx时内油压、套压变化超过20％，产量变化超过50％等复杂情况进行报警提示，人工判断处理。 （6）油套压差法：关井3天后，油套压差大于3MPa，判断为产生积液。 2.2定量判断 定量判断气井积液有5种方法：临界携液流量法、动能因子法、回声液面探测法、压力梯度测试法、气液两相计量法。 2.2.1临界携液流量法 在生产井中确定井口处气体的最小速度，以保证液体能够被采出地面而不致降落在井中，井口处天然气的速度可以通过采气曲线，取得井口压力和日产气量来计算。国外Libson根据自己的经验把井口处油管中的气流速度为1000英尺／分钟(约305m／min)看作是井保持自喷的临界速度。 根据R．V．Smith的研究，从Wesf Pomhandle和Hugoton气田的经验发现，要持续地从井中排出烃类液体，所需要的速度为5-10英尺／秒，而排水则需要有10-20英尺／秒的速度。临界速度也可以由Turner等模型进行计算，计算公式如下：临界流速为： 临界流量为： qcr=2.5x104 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算临界携液流量，当日产气量小于临界携液流量2/3时判断为产生积液。 2.2.2动能因子法 动能因子(油管鞋处)反映了气水两相在油管内的流动特征。其公式表示为： 分析流速与临界流速的关系，当井底流速无限接近椭球形临界流速时，动能因子为5；当井底流速无限接近与tumer模型时，动能因子为12。如果动能因子小于5，则井筒积液一定有积液，动能因子大于5d小于12时，则可能积液，当动能因子大于12时则不积液。通过生产实践及现场实测，取动能因子8为判断标准。 根据单井油管规格、井口油压、日产气量计算动能因子，当动能因子小于8时，则井底有积液。 2.2.3回声液面探测法 回声仪探液面测试原理：安装在井口上的发声装置发出一束超声波，声波沿油套管环形空间向井底传播，遇到音标、油管接箍和液面等会发生反射。 声速法计算液面：测出声波反射时间，再根据声速来计算液面位置D=TV／2，其中D：井口到液面的距离；T：声波从发射到接收的时间；V：声速。 接箍法计算液面：根据液面的反射界面和油管节箍的反射界面来进行液面深度的计算。 D=L×N，其中D：井口到液面的距离；L：平均节箍间距离；N：反射节箍个数。 2.2.4压力梯度测试法 本栏目合办单位：中国石油大学（北京）北京雅丹科技开发有限公司 49 中国石油和化工 2011?06□ 赵婧姝 向耀权 檀朝东 （中国石油大学（北京），北京昌平，１０２２４９） 气井井筒积液机理及积液预测研究 摘 要：本文通过产水气井不同产水阶段井筒特性参数的研究，分析探讨气井积液机理。在掌握积液规律的 基础上，对出水量较大的生产气井，运用临界携液流量方法进行积液预测研究，为气井控水开发、提高气藏采收率提供技术依据。 关键词：积液预测 临界携液流量 多相流 １ 前言 随着气田的持续开发，储量动用的提高，开发井网的完善，气井出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，气井井筒积液和出水影响正常生产等问题逐步显现，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差，造成气井低产甚至停产。井筒积液和出水已经成为制约气井产能的重要原因。 ２ 气井井筒积液机理研究 气井积液是从井筒开始的，井筒条件的恶化是导致气井不能正常带液生产的直接条件，研究气井带水生产时井筒参数的变化，对于探寻气井的积液规律有着重要的意义［１］。目前，国内外学者已经通过大量的理论和实验研究，建立起成熟的多相流压力计算方法。本文将运用多相流方法，计算气井带水生产时井筒气水流态、持液率、压力等参数的变化，从机理上掌握气井的积液规律。气井生产时，不同的井筒参数反映不同的气井状况，研究井筒参数的变化，可以对产水气井进行积液诊断，从而帮助分析气井的积液机理。 以西部涩北气田的产水气井为例，计算气井在不同水气比阶段气井井筒流态、持液率、气液速度、压力损失的变化，分析气井从正常生产到积液的变化情况。涩北气田是典型的低产水气田，选择比较有代表性的气井进行分析，气井基础数据如下：井深１１３０ｍ，地层压力１２．３ＭＰａ，地温梯度３．０℃／１００ｍ，日产气在３×１０４ｍ３／ｄ左右。分析气井在三个水气比阶段：低水气比阶段（０．０３ｍ３／１０４ｍ３）、中等水气比阶段（０．３ｍ３／１０４ｍ３）、高等水气比阶段（３ｍ３／１０４ｍ３），气井出水由小变大时的井筒参数变化。 ２．１ 不同水气比下井筒流态变化 不同水气比下井筒流态变化分别如图１～图３所示， 其中图１为０．０３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图２为０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化，图３为３ｍ３／１０４ｍ３水气比井筒流态变化。通过对比研究发现气井产水量较少时，在低水气比和中等水气比生产阶段（０．０３～０．３ｍ３／１０４ｍ３水气比），气井正常带液生产，整个井筒流态为带水能力较好的环雾流，当出水量增大，水气比上升到３ｍ３／１０４ｍ３时，井筒流态恶化，井筒下部会出段塞流，气井带液生产能力下降，气井可能有积液的危险。气井井筒积液处理方法概述
气井积液情况分析
_井筒积液典型症状_法判断气井积液_张贱荣
天然气井井筒积液判识技术研究
气井井筒积液机理及积液预测研究
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